Осложнения в нефтедобыче

1995

Годы

2001

Рис. 5.5. Аварийность трубопроводов:

1— нефтепроводы; 2 — водоводы

2001

Рис. 5.6. Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения:

1— нефтесборные трубопроводы; 2 — низконапорные водоводы

чески грамотно организованная ингибиторная защита металла внутренней поверхности трубопроводов позволяет существенно повысить их долговечность.

На Южно-Ягунском месторождении наиболее широкое при­ менение нашли ингибиторы коррозии типа ХПК производства Когалымского завода химреагентов (табл. 5.4).

Протяженность трубопроводов, на которых была введена ин­ гибиторная защита металла, достигла максимального значения к 1998 г. и сохранялась на этом уровне вплоть до 2000 г. В 2001 г. на ряде участков подача ингибитора была прекращена (рис. 5.8).

Анализ аварийности свидетельствует о том, что ингибитор­ ная защита трубопроводов Южно-Ягунского месторождения в целом не достигает цели: несмотря на имевшее место увеличение протяженности защищенных трубопроводов, их аварийность также возрастала.

На Ватьеганском месторождении ингибиторную защиту тру­ бопроводов начали применять с 2001 г. Протяженность защищае­ мых участков составляет 22,9 км при годовом объеме закачки 322,8 т. В связи с малой продолжительностью эксплуатации тру­ бопроводов (около одного года) невозможно по их удельной ава­ рийности (рис. 5.6) оценить эффективность применяемого инги­ битора на многолетнем временном интервале. В 2001 г. наблюда­ лось резкое снижение удельной аварийности низконапорных во-

Таблица 5.4

Ингибиторы коррозии, применяемые на Южно-Ягунском месторождении

Годы

Рис. 5.10. Обводненность добываемой продукции: 1 — ТТНК; 2 — Вятская площадь

Рис. 5.11. Данные разработки Вятской площади Арланского месгорожден

3 — закачка воды kW

из которых 74,4 % аварий произошло вследствие коррозии наруж­ ной поверхности труб и 24,0 % — внутренней.

Анализ зависимости числа порывов на трубопроводах систем нефтесбора и ППД от объема закачиваемого ингибитора не выявил корреляционной связи между данными показателями (рис. 5.12).

Основная доля отказов по причине коррозии наружной по­ верхности труб приходится на выкидные линии системы нефте­ сбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рис. 5.13).

Осмотр поврежденных участков трубопроводов и анализ ха­ рактера коррозионных разрушений показали, что основным ви­ дом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней — общая (рис. 5.14).

Втабл. 5.7 приведены химический состав и некоторые свой­ ства коррозионных сред, перекачиваемых на Вятской площади.

Всредах, перекачиваемых на Вятской площади, содержание сероводорода, как правило, не превышает 20 мг/л (табл. 5.7), в ре­ зультате чего на поверхности металла должны образовываться нерастворимые полисульфиды железа, состоящие из троилита

Рис. 5.12. Аварийность трубопроводов и объем закачки ингибиторов:

1 — нефтесборные трубопроводы; 2 — водоводы; 3 — закачка ингиби­ тора в систему ППД; 4 — закачка ингибитора в систему нефтесбора